El ministro de Petróleo de Irak, Ihsan Abdul-Jabbar, declaró la semana pasada que el país pretende aumentar su producción de crudo hasta los 6 millones de barriles diarios (bpd) a finales de 2027. Este tipo de declaraciones, con la cantidad o el año ligeramente cambiados en cada variante, han sido realizadas por varios ministros de petróleo en varias ocasiones, pero con los precios del petróleo todavía en niveles de apoyo para los productores esta última declaración suscita tres preguntas clave: ¿se puede hacer; se puede hacer aún más; y se hará? La respuesta a la primera pregunta es sí.
Como analiza en profundidad Simon Watkins en su nuevo libro sobre los mercados mundiales del petróleo, Irak -incluso más que Irán- sigue siendo la mayor frontera petrolera relativamente subdesarrollada del mundo. Oficialmente, según las cifras de la Administración de Información Energética (EIA), Irak posee una estimación muy conservadora de 145.000 millones de barriles de reservas probadas de crudo (casi el 18% del total de Oriente Medio y alrededor del 9% del mundo).
Actualmente produce entre 4,1 y 4,2 millones de bpd, frente a su cuota de abril de la OPEP de 4,414 millones de bpd, y su cuota debe aumentar a 4,5 millones de bpd en junio.
Aunque actualmente Irak sólo consigue producir en torno a 4,1-4,3 millones de bpd, este déficit se debe en gran medida a las interrupciones de los yacimientos del sur por motivos de mantenimiento, sobre todo el yacimiento de West Qurna 2, de 400.000 bpd, que ha estado fuera de servicio durante 12 días, y a las obras de mejora que se están realizando en su infraestructura de exportación. De 2015 a 2020, la producción de crudo de Irak se cifró con frecuencia en más de 4,5 millones de bpd, siendo su producción mensual más alta la de 4,83 millones de bpd en diciembre de 2016, según las cifras de la OPEP.
En un plazo relativamente corto, ciertamente antes de finales de 2027, parece que hay margen para aumentar la producción de crudo de varios yacimientos de Irak -concentrándose en los del sur, dadas las dificultades actuales en la región semiautónoma del Kurdistán, en el norte- sin que sea necesario un desarrollo demasiado costoso y largo de la infraestructura petrolera fundamental del país.
El pasado mes de agosto, Irak aprobó planes para que BP pudiera escindir sus operaciones en el gigantesco campo petrolífero de Rumaila con la creación de Basra Energy Ltd, que mantendría la participación de BP en el yacimiento y sería propiedad conjunta de China National Petroleum Corp (CNPC).
Se espera que esto libere una nueva y considerable línea de financiación para el campo, que ha estado produciendo alrededor de 1,4-1,5 millones de bpd durante muchos años, desde su descubrimiento en 1953. Con un remanente de crudo recuperable de unos 17.000 millones de barriles, el yacimiento tiene un objetivo de meseta de 2,1 millones de bpd. Al igual que la gran mayoría de los yacimientos petrolíferos de Irak, tanto en el norte como en el sur, el coste de extracción del petróleo sigue siendo el más bajo del mundo, en torno a los 2-3 dólares por barril, a la par que el de Arabia Saudí.
El reciente aumento de la producción de crudo de Rumaila puede atribuirse a las mejoras introducidas por BP y CNPC, incluida la renovación de la planta de tratamiento de agua de Qarmat Ali. Ésta es ahora capaz de tratar hasta 1,3-1,4 millones de bpd de agua del río, lo que permite una mayor extracción de petróleo del yacimiento de Mishrif (el triple de lo que se extrajo en 2010). Según las cifras de la industria, Rumaila requiere alrededor de 1,4 barriles de agua por cada barril de petróleo producido en el norte del yacimiento, mientras que la formación Mishrif, en el sur, requerirá tasas de inyección de agua mucho más altas para apoyar la producción.
La instalación de Qarmat también ha apoyado, y seguirá apoyando, el aumento de la producción de crudo en el yacimiento adyacente de Zubair, operado principalmente por ENI (más KOGAS y socios iraquíes), ya que alrededor del 14% del agua de la planta de tratamiento de agua de Qarmat Ali va a Zubair. Con un objetivo inicial de 201.000 bpd, Zubair produce ahora unos 360.000 bpd, y está previsto que reciba un nuevo impulso con la construcción de una central eléctrica de 380 megavatios. Es probable que estos avances aumenten la producción de petróleo a unos 600.000 bpd, y hay aún más posibilidades de aumentar la producción, dado el objetivo inicial de Zubair de 1,2 millones de bpd.
El Ministerio de Petróleo iraquí ha presionado en las últimas semanas a los promotores de varios yacimientos de la provincia de ThiQar, sobre todo de Gharraf y Nasiriya. En el contexto de este objetivo de producción de crudo de 6 millones de bpd, el Ministerio del Petróleo ha pedido a la empresa japonesa Japex que acelere sus trabajos para aumentar la producción del campo de Gharraf, de más de 1.000 millones de barriles de reservas de petróleo, de los actuales 90.000 bpd a al menos 230.000 bpd. Esta era la cifra original de la meseta, después de haber alcanzado el objetivo inicial de 35.000 bpd. Como incentivo, los buenos progresos en Gharraf serían considerados positivamente por el Ministerio de Petróleo iraquí a la hora de asignar contratos de desarrollo favorables en el cercano yacimiento de Nasiriya, de 4.360 millones de barriles.
Estos aumentos, aunque permitirían a Irak alcanzar su objetivo de 6 millones de bpd, palidecen al considerar la segunda pregunta: ¿se puede hacer aún más? La respuesta aquí, de nuevo, es sí.
En 2013, Irak lanzó su «Estrategia Energética Nacional Integrada» (INES), que formuló los tres perfiles de producción de petróleo a futuro para Irak. El mejor escenario de la INES era que la capacidad de producción de crudo aumentara hasta los 13 millones de bpd (en ese punto para 2017), alcanzando un máximo en torno a ese nivel hasta 2023, y finalmente disminuyendo gradualmente hasta alrededor de 10 millones de bpd durante un período sostenido a partir de entonces. El escenario medio de producción era que Irak alcanzara los 9 millones de bpd (en ese punto para 2020), y el peor escenario de la INES era que la producción alcanzara los 6 millones de bpd (en ese punto para 2020).
Estas cifras se basaban en hechos y cifras sólidas de varias fuentes externas de renombre y confianza, como también se analiza en profundidad en el nuevo libro de Simon Watkins sobre los mercados mundiales del petróleo. Según un informe de circulación limitada elaborado más o menos en la misma época por la Agencia Internacional de la Energía (AIE), un estudio detallado realizado en 1997 por la respetada empresa de petróleo y gas Petrolog ya había proporcionado cifras que coincidían con las declaraciones posteriores del Ministerio de Petróleo iraquí, según las cuales los recursos no descubiertos del país ascendían a unos 215.000 millones de barriles. Incluso utilizando las cifras más conservadoras, según la AIE en 2012/2013, Irak sólo había producido en ese momento alrededor del 15 por ciento de sus recursos petrolíferos recuperables en última instancia, en comparación con el 23 por ciento para el conjunto de Oriente Medio, y la exploración y el desarrollo adicionales eran: «Es muy probable que aumente sustancialmente la cifra de reservas probadas en las próximas décadas, sobre todo teniendo en cuenta la alta tasa de éxito de las perspectivas perforadas en Irak».
La tercera y última pregunta, entonces: ¿se hará, es decir, los 6 millones de bpd y luego una producción significativamente mayor que eso? En cuanto a la primera cifra, sí, por las razones expuestas anteriormente. En cuanto a la segunda cifra, todo depende de que se desarrolle adecuadamente el interminablemente retrasado Proyecto de Suministro de Agua Marina Común (CSSP). Como se ha demostrado con los limitados pero exitosos proyectos de agua de Rumaila y Zubair, el CSSP -que implica la toma y el tratamiento de 12,5 millones de bpd de agua de mar del Golfo Pérsico y su posterior transporte por oleoductos a seis instalaciones de producción de petróleo para la inyección de agua con el fin de aumentar la presión en estos yacimientos clave- es esencial para aumentar significativamente la producción de crudo de Irak por encima de los 6 millones de bpd.
Para ello, la única empresa del mundo que ha demostrado que puede financiar y completar un proyecto de hidrocarburos tan exigente desde el punto de vista técnico y logístico dentro de un plazo es la estadounidense ExxonMobil.
Para que esta empresa vuelva a participar en el CSSP, del que se retiró por razones analizadas en profundidad por OilPrice.com, sería necesario un cambio radical -al menos para este proyecto, si no para otros- en la cultura de la corrupción que ha impregnado muchos elementos del sector petrolero iraquí (y muchos otros sectores) durante muchos años. Esto ha sido puesto de manifiesto en repetidas ocasiones por OilPrice.com y, de forma independiente, durante muchos años por Transparencia Internacional (TI) en varias de sus publicaciones del «Índice de Percepción de la Corrupción», en el que Irak suele figurar entre los 10 peores países de 180 por su escala y alcance de la corrupción.
«La malversación masiva, las estafas en la contratación pública, el blanqueo de dinero, el contrabando de petróleo y el soborno burocrático generalizado que han llevado al país a los últimos puestos de las clasificaciones internacionales de corrupción, han alimentado la violencia política y han obstaculizado la construcción efectiva del Estado y la prestación de servicios», afirma TI. «La interferencia política en los organismos anticorrupción y la politización de los temas de corrupción, la debilidad de la sociedad civil, la inseguridad, la falta de recursos y las disposiciones legales incompletas limitan gravemente la capacidad del gobierno para frenar eficazmente la creciente corrupción», concluye.
Noticia tomada de: OilPrice / Traducción libre del inglés por World Energy Trade
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